新型储能高速发展。2016-2022年，全球电力系统新型储能项目每年新增装机规模由0.7GW增加至20.4GW，年均复合增速达75.4%；全球电力系统中已投运新型储能项目累计装机规模在全球已投运电力储能项目中占比由1.2%增加至19.3%，尽管现阶段新型储能技术在电力系统的装机规模依然不大，但开发增速加快，发展潜力巨大。2022年，从中国已投运的储能项目装机结构来看，仍以抽水储能为主，但抽水储能累计装机占比首次低于80%，为77.1%；新型储能高速发展，累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW，同比增长129.8%，累计装机规模占比为21.9%，较2021年增加了9.4Pct。

中国电力储能项目累计装机规模增速快于全球增速。根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2022年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW，同比增长14.9%；中国已投运电力储能项目累计装机规模为59.8GW，在全球规模中占比25.2%，同比增长37.8%，增速快于全球增速，且较2021年增速上涨15.9Pct。

电源侧装机规模在全球及中国新增新型储能项目中占比最高。据CNESA的统计，2021年全球新增新型储能项目中，电源侧占比最高，为37%。截至2021年，从中国累计投运的新型储能项目的应用分布上看，无论是累计装机规模还是新增装机规模，电源侧继2020年首次位列第一之后，2021年继续保持装机规模第一的位置，所占比重均超过40%。可再生能源并网配储受政策和需求双轮驱动，特定条件下已具备经济性

(资料图)

可再生能源并网配储受政策和需求双轮驱动，特定条件下已具备经济性。国内多地政府规定了对可再生能源并网侧保障性规模内的强制配储要求及支持政策，有望加快储能产业的发展。随着新能源在总发电量的应用比例加大，新能源并网侧配储需求持续提升。通过测算我们得出：（1）目前光伏电站三类资源区（光伏有效利用小时数分别为1600h/1300h/1100h）的上网电价分别为0.32/0.40/0.48元/kWh时，比较具备经济性（IRR>5%）；（2）循环次数达8500次，电站配储收益率在5%以上，具备经济性。（3）配储后成本在4.20元/W以下具备经济性。

新能源配储现状：需求空间有限，利用率和调度不足，重要原因在于需求空间有限，转变定位或可迎来转机。推动新能源+配建储能作为联合主体参与市场交易，有望增加新能源配储利用率和调用频次。其次，对于还未进行新能源配储的项目，还可通过集中建设储能电站实现新能源配储需求，新能源项目共享储能容量、分摊储能费用，降低成本的同时增加其利用率和调用频次。

国内因峰谷价差拉大，促进工商业储能配套以节省用电成本，工商业储能具备经济性，全国各地储能补贴政策出台，助力工商业储能经济型的提升。2023年3月，我国多个省区的一般工商业峰谷平均价差超过0.7元/kWh，且广东、山东地区的工商业峰谷价差甚至超过1元/kWh，而0.7元/kWh正是用户侧储能实现经济性的门槛价差。此外，据CNESA分析，用户侧储能项目静态回收周期约为5.58年，明显低于电源侧和电网侧储能项目大多10年以上的投资回收期。

我国第三产业和城乡居民用户的用电量占比不断提升，电力系统峰谷差率拉大，峰谷价差有望维持高位，继而提升储能配置需求。未来随着电力市场化改革的推进，工商业用户逐步进入电力市场，分时电价机制完善、高耗能用电成本上升将刺激工商业用户的电化学储能配置需求。同时，限电政策的出台也将进一步提升工商业储能配置需求。

海外户储需求景气度持续攀升。2021年全球户用储能需求爆发，2022年，能源危机叠加过高电价导致需求进一步激发，其中欧洲为户储最大市场。2015-2021年，欧洲户储复合增速达63%，增长十分快速。2021年德国新增户用储能1.48GWh，同增45%，占全球的34%；累计装机3.92GWh，同比增加60.60%，占全球的32%。2021年德国光储渗透率为 3.6%，位居全球第一。未来随着居民电价以及光储系统成本的差额逐渐拉大，户储的经济性将会愈发显著。

电网侧：独立储能调峰调频+共享储能盈利模式，成熟模式仍在探索。独立储能建设渐入佳境，2022 年并网投运+启动项目总规模达16.5GW/35GWh。共享储能可提高储能使用率，降低发电企业为强制配储的初始投资成本，规模化建设更利于集中管理。

经测算，我们预计 2027 年，全球及中国储能逆变器需求分别为1605.72、654.81 万台，市场规模将达到 1129.91、460.78 亿元；全球及中国储能锂电池需求分别为 589.54、240.41GWh，市场规模将达到5895.40、2404.13 亿元。

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来源：国际能源网/储能头条